南海北部深水浅层天然气水合物储层力学特性试验及强度准则建立*

张怀文 程远方 李梦来，2 韩修廷，3

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院 山东青岛 266580；2.国土资源部页岩气资源勘查重点实验室（重庆地质矿产研究院） 重庆 400042； 3.大庆油田有限责任公司技术发展部 黑龙江大庆 163453）

南海北部深水浅层天然气水合物储层力学特性试验及强度准则建立*

张怀文1程远方1李梦来1，2韩修廷1，3

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院 山东青岛 266580；2.国土资源部页岩气资源勘查重点实验室（重庆地质矿产研究院） 重庆 400042； 3.大庆油田有限责任公司技术发展部 黑龙江大庆 163453）

我国南海北部海域蕴藏有丰富的天然气水合物（以下简称水合物）资源，但目前针对水合物储层的力学特性研究较少，也缺乏相应的储层强度判定准则。通过模拟我国南海北部水合物储层的地质条件，根据浅部地层特点制作黏土质粉砂岩水合物储层岩样，进行了不同天然气水合物饱和度、有效围压条件下的三轴力学试验，结果表明：水合物储层的抗压峰值强度随水合物饱和度增加而增加，但水合物饱和度对岩样的刚度和泊松比影响不明显；水合物储层的抗压峰值强度和弹性模量随有效围压增大而线性增大，但增加幅度逐渐减小，而泊松比受有效围压影响没有明确的函数关系；黏土质粉砂岩水合物储层应力-应变曲线无明显的压密阶段和抗压峰值强度，弹性阶段较短，屈服阶段较长，表现出明显的应变硬化特征。根据试验结果建立了适用于南海北部的黏土质粉砂岩水合物储层强度准则，可计算不同有效围压、水合物饱和度情况下的储层内聚力，进而预测不同条件下的储层抗压强度，从而为我国南海北部水合物储层勘探开发过程中地层力学稳定对策的制定奠定理论基础。

天然气水合物；南海北部；黏土质粉砂岩；三轴力学试验；力学特性；强度准则

天然气水合物（以下简称水合物）是具有良好前景的重要后续能源，具有分布广、资源量大、能量密度高和无污染等优点［1-3］。水合物的高压低温存赋条件使其主要分布在深水海底沉积物及高纬度大陆地区永久冻土带和极地陆架海［4-5］。水合物储层的物理力学性质具有很强的地区特性，而原位取心测试难度大、成本高，取心后保存技术要求高，无法广泛大量开展［6］。对于水合物赋存地层物理力学性质的研究多数是利用室内制备含水合物岩土试样进行，但是在研究中必须考虑研究区的地质条件和水合物成藏机制［7］，所得测试结果才具有良好的适用性，而目前针对我国南海北部水合物储层的物理力学特性研究较少。

魏巍等［8］基于南海水合物远景区的样品沉积物分析数据进行了综合性区域深水浅表地层工程地质研究，利用双端排水有侧限垂向压缩实验获取了深水浅表地层的压缩模量和压缩系数，同时利用静态三轴实验和直接剪切实验对地层抗剪强度进行了特征分析。卢静生等［9］利用取自我国南海含水合物地层的砂粒在室内重铸岩样并人工生成水合物，在20 MPa围压、17～19 MPa孔隙压力条件下进行了室内三轴实验，实验结果表明：围压增大，轴向偏应力最大值增大；孔隙压力增大，含水合物试样强度降低。石要红等［10］以南海水合物区域的海底粉质黏土作为骨架制备含水合物沉积物样品，并对其进行了三轴压缩试验研究，获得了水合物分解前后的应力应变曲线和抗剪强度特性。上述研究主要集中在模拟试验现象分析，并没有建立水合物储层的强度判定准则。而在水合物藏勘探开发过程中，储层的温压条件改变以及相平衡关系变化很容易使水合物分解，导致复杂的井眼问题与严重的地质灾害出现［11-12］，所以开展针对南海北部水合物储层的力学特性分析并建立相应的强度准则具有重要意义。笔者通过模拟南海北部黏土质粉砂岩水合物储层及其所处条件开展力学特性研究，并建立适用于南海北部的黏土质粉砂岩水合物储层强度准则，以期为我国南海北部水合物储层勘探开发过程中地层力学稳定相关对策的制定奠定理论基础。

1 南海北部深水浅层水合物储层地质概述

中国国土资源部地质调查局于2007年5月在南海北部神狐海域1 200多米深水3个站位钻遇水合物地层，并首次成功获取了水合物实样［2］，于2013年在珠江口盆地东部海域首次钻获高纯度天然气水合物，证实了我国南海北部海域蕴藏有丰富的水合物资源，并于2017年5月成功试采。周守为等［13-15］首次提出了天然气水合物固态流化试采技术，并于2017年5月成功进行了试采。神狐海域位于珠江口盆地南部白云凹陷主洼之内，水深由北向南逐渐增加，在500～1 500 m之间。神狐探区的水合物取心作业水深在1 200 m以上，水合物位于海底以下153～229 m，厚度为10～43 m，实测水合物取心层段的平均地温为14.37℃，泥线下平均地温梯度45℃/km，按照静水压力计算地层压力超过10 MPa，岩样水合物饱和度在20%以上，最高可达47.3%，主要是I型甲烷水合物，以均匀分散状态成层分布在未固结的细粒黏土或沙质黏土中［16-19］。

2 黏土质粉砂岩水合物储层力学特性试验

2.1 试验设备与方法

采用中国石油大学（华东）岩石力学实验室自主研发设计的天然气水合物物理力学模拟试验系统，主要包括水合物原位合成系统、低温岩石力学三轴试验系统、岩心制备和物性测量仪器。该系统将沉积物合成系统与三轴力学试验系统嵌套在一起，能够更加有效地避免试验过程中水合物分解［6］。水合物原位生成系统如图1所示。

图1 水合物原位生成系统示意图Fig.1 In-situ synthesized apparatus for hydrates sediment

为了更好地模拟南海北部深水浅层黏土质粉砂岩水合物储层的真实地质情况，所选用的试验方案为：将膨润土与覆膜砂按质量比1∶3混合，依靠膨润土的黏性和压实使岩样成形，形成未固结的储层骨架。首先利用模具制作黏土质粉砂岩岩样，使用水合物原位生成系统制作水合物饱和度岩样，然后进行原位三轴力学试验，实时记录岩心的力学参数变化情况。岩样制作过程详见参考文献［6，20］。试验选用的覆膜砂粒径为0.01～0.60 mm，甲烷气纯度为99.9%。试验条件和岩样基本数据见表1。

2.2 水合物岩样用水量的确定

水合物原位生成采用“水定量，气过量”法进行，即岩样孔隙中含水量一定，在水合物生成的温压条件下，通入过量气体使所有孔隙水生产天然气水合物，以此达到要求的天然气水合物饱和度。

甲烷气与水生成水合物的化学反应式为

式（1）中：n为反应系数，取5.75。

制作特定水合物饱和度岩样所需的水量用以下公式确定：

式（2）中：MH2O为水的分子量；MCH4为甲烷气的分子量；ρH为水合物密度，g/cm3；φ为岩样孔隙度，%；V为岩样体积，cm3；SH为岩样的水合物饱和度，%。

表1 试验条件和岩样基本数据Table 1 Experiment conditions and basis data of core samples

2.3 试验结果分析

在进行原位三轴力学试验时，根据南海北部的地质数据，每组试验的围压分别设为0.5、1.0、3.0、5.0 MPa，并将冷库中的温度设定在2℃，这样可以消除温度对水合物性质的影响，亦可以消除结冰对水合物的影响。试验加载采用位移控制方式，以0.25 mm/min加载速率进行轴向载荷加载，试验结果如图2～5所示。

图2 黏土质粉砂岩样峰值强度与水合物饱和度关系Fig.2 Relationship between peak strength of muddy siltstone and hydrate saturation

图3 黏土质粉砂岩样峰值强度与有效围压关系Fig.3 Relationship between peak strength of muddy siltstone and effective confining pressure

图4 黏土质粉砂岩样弹性模量与水合物饱和度关系Fig.4 Relationship between Young’s modulus of muddy siltstone and hydrate saturation

图5 黏土质粉砂岩样泊松比与水合物饱和度关系Fig.5 Relationship between Poisson’s ration of muddy siltstone and hydrate saturation

由图2可以看出，当有效围压一定时，随着水合物饱和度的增加，水合物储层的抗压峰值强度不断增加，两者关系呈近似线性变化。这是因为，岩样颗粒通常会将与之接触的游离气泡束缚住，而气泡周围形成的水合物极易将沉积物颗粒粘结起来；另一方面，以悬浮模式生成的水合物会随着体量的增多而逐渐粘结在一起，并与接触模式的水合物连接起来形成胶结作用［21］。水合物的胶结作用使得原本未接触的颗粒粘结在一起或原本较微弱、松散的接触更为结实，增加了水合物储层的峰值强度。

由图3可以看出，当水合物饱和度一定，随着有效围压的增加，水合物储层的抗压峰值强度不断增加，但有效围压增加所引起的水合物储层的抗压峰值强度的增加幅度随着有效围压的增大而逐渐减小，这与通常所观察到的一般岩石抗压强度随有效围压增大而线性增大的规律有一定的差异。但是，李洋辉等［22］在采用高岭土模拟海底含水合物沉积物的试验中也观察到了类似的现象，即随着有效围压的增加，岩样的强度是先增加，后持平，最后甚至降低。马嵬等［23］也发现冻土中随着有效围压的增大，冻土强度将经历增加、缓慢增加和急剧下降等3个阶段，原因是有效围压增加引起了冻土内冰晶压融以及孔隙冰的胶结、充填等强化作用减弱，还增加了孔隙内的自由水，存在水合物颗粒受压破损。另外，李洋辉等［22］的研究中含水合物沉积物制样采用混合原料法，本文研究中采用通气法在原位条件下形成水合物，因此可能存在另一种原因，即随着有效围压的增加，原始岩样受压实更为致密，使得某些原来开放的孔喉转为密闭，天然气无法进入，无法生成水合物，这些微结构的变化使得水合物赋存状态发生变化，由微结构胶结转为大孔道充填，强化作用降低。

从图4可以看出，黏土质粉砂岩水合物储层弹性模量在0.15～0.80 GPa范围内变化，水合物在孔隙中的充填对储层刚度略有增强，但并没有明显的函数关系。因此，对于特定储层来说，其弹性模量不受水合物充填的影响。

从图5可以看出，黏土质粉砂岩水合物储层泊松比与水合物饱和度之间不存在明确的函数关系，泊松比在0.2～0.4之间变化具有一定的随机性。

黏土质粉砂岩水合物储层应力-应变曲线如图6所示。由图6可以看出，黏土质粉砂岩水合物储层应力-应变曲线无明显的压密阶段，弹性阶段较短，屈服阶段较长，在一定围压和水合物饱和度条件下，峰值强度不明显，还表现出了明显的应变硬化特征。在相同有效围压条件下，水合物饱和度增加，储层性质向弹性发展；在同一水合物饱和度下，有效围压增加，储层性质向塑性发展。也就是说，有效围压和水合物饱和度对黏土质粉砂岩水合物储层的整体力学性质的影响更具有“复合性”，储层更具“可改造性”，在水合物藏的钻采过程中风险性更大。

图6 黏土质粉砂岩水合物储层应力-应变实验曲线Fig.6 Stress-strain curve of muddy siltstone hydrate reservoir

3 黏土质粉砂岩水合物储层强度准则建立

Mohr-Coulomb强度准则（简称M-C准则）认为岩石的破坏既受到载荷的影响，也取决于岩石本身的性质，岩石的破坏面是产生切应力与正应力最不利组合的平面，即破裂面的切应力等于该平面正应力产生的内摩擦力与岩石内聚力的和，其数学表达式为

式（3）中：τf为岩石的抗剪强度，MPa；C为岩石的内聚力，MPa；f为岩石的内摩擦系数且f=tanφ，无量纲，φ为岩石的内摩擦角，（°）；σn为剪切面上的正应力，MPa。

采用主应力σ3对M-C准则进行描述，考虑孔隙压力的影响，可得

式（4）中：σp为峰值强度，MPa；σ3为有效围压，MPa；σp（C）为充填引起的峰值强度，MPa；σp（σ3）为有效围压引起的峰值强度。

由摩尔圆法可求得不同水合物饱和度下黏土质粉砂岩水合物储层的内聚力和内摩擦角，结果见表2。从表2可以看出，内摩擦角不随水合物饱和度变化而变化，而内聚力则与水合物饱和度具有相关性，即随着水合物饱和度的增大，储层内聚力呈非线性增大。由M-C准则可知岩石的峰值强度与内聚力、内摩擦角和有效围压相关，因此可以认为水合物储层的抗压强度变化存在2种机理：一是水合物饱和度增加，引起储层内聚力的增加；二是有效围压增加，引起剪切面内摩擦力的增加。

表2 不同水合物饱和度时黏土质粉砂岩水合物储层内聚力和内摩擦角计算结果Table 2 Calculation results of cohesion and internal friction angle of muddy siltstone hydrate reservoir with different hydrate saturation

由内聚力与水合物饱和度的非线性相关性，可设由水合物充填引起的抗压强度σp（C）满足如下函数：

式（5）中：Sh为水合物的饱和度，%；C0为有效围压1 MPa、水合物饱和度为0时的储层内聚力，MPa；α、β为与天然气饱和度相关的试验系数，无量纲，采用最小二乘法对试验数据进行拟合，得到α=12.02，β=1.27。

由式（4）可知，有效围压增加引起的储层抗压强度增加是线性的。本文试验也得出，对于黏土质粉砂岩水合物储层来说，其抗压强度随有效围压升高而增加，但抗压强度增速逐渐减小，呈非线性关系。因此，可设由有效围压引起的抗压强度σp（σ3）满足如下函数：

式（6）中：a、b、c分别为与有效围压相关的试验系数，无量纲，采用最小二乘法，对试验数据进行拟合，得到a=-0.37，b=2.22，c=-2.36。

综合式（4）～（6），可得水合物储层峰值强度与水合物饱和度Sh和有效围压σ3的函数关系为

基于所推导的黏土质粉砂岩水合物储层强度准则模型，对水合物储层在不同有效围压条件下的抗压强度进行拟合，取不同水合物饱和度条件下该类储层的内摩擦角平均值作为该类储层的标准内摩擦角，其标准内摩擦角为22.88°，结果如图7所示。从图7可以看出，试验值与计算值非常接近，二者相对误差在0.13%～2.05%之间。因此，本文推导的黏土质粉砂岩水合物储层强度准则完全满足工程需求，具有较高的参考价值和指导意义。

图7 黏土质粉砂岩储层峰值强度试验值与计算值对比Fig.7 Comparison of measured peak strength of muddy siltstone hydrate reservoir with calculated value

4 结论

1）水合物在地层孔隙中的充填具有胶结颗粒、支撑骨架、强化储层的作用，水合物储层的抗压峰值强度随水合物饱和度增加而增加，但水合物在孔隙中的充填对岩石的刚度和泊松比影响不明显。

2）水合物储层的抗压峰值强度随有效围压增大而增大，但增加幅度逐渐减小。同时，水合物储层的弹性模量随有效围压增大而线性增大，但泊松比所受影响具有一定的随机性。

3）黏土质粉砂岩水合物储层应力-应变曲线无明显的压密阶段，弹性阶段较短，屈服阶段较长，峰值强度不明显，还表现出了明显的应变硬化特征。

4）考虑储层内摩擦角不变，引入了水合物饱和度的影响以及有效围压对水合物储层的非线性影响，推导建立了黏土质粉砂岩水合物储层强度准则，可计算不同有效围压、水合物饱和度情况下的储层内聚力，进而预测不同条件下的储层抗压强度，从而为我国南海北部水合物藏钻探过程中地层力学稳定对策的制定奠定了理论基础。

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Tests on rock mechanics and establishment of strength criterion for gas hydrate reservoirs in the northern shallow sediments of South China Sea

ZHANG Huaiwen1CHENG Yuanfang1LI Menglai1，2HAN Xiuting1，3
（1.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong266580，China；2Key Laboratory of Shale Gas Exploration，Ministry of Land and Resources（Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources），Chongqing400042，China；3.Department of Technical Development，Daqing Oil Field Company Ltd.，Daqing，Heilongjiang163453，China）

The northern part of South China Sea has rich deposits of natural gas hydrates.However，few studies have been made so far on the mechanical properties of gas hydrate-bearing formations in this area and hence the corresponding strength criterion lacks.Aiming at this problem，man-made muddy siltstone core samples that resemble the geological characteristics of the gas hydrate reservoirs in question have been fabricated and used in triaxial compression tests with varying effective confining pressures and hydrate saturations.It is shown that the peak strength of hydrate reservoir rocks increases with the growing hydrate saturation，but no significant impact on the stiffness and Poisson’s ratio.The peak strength also grows with the effective confining pressure，but the gain gradually decreases.The Young’s modulus of hydrate reservoir rocks presents a corresponding linear increase as the effective confining pressure grows，and no clear correlation is seen between the effective confining pressure and the Poisson’s ratio.The stress-strain curve of muddy siltstones containing gas hydrates represents a vague consolidation stage，with a short elastic stage and long yield stage.The peak strength is obscure and apparent strain hardening phenomena occurs.The strength criterion applicable to the natural gas hydrate reservoirs in South China Sea is then proposed based on the test results，which can predict the cohesion of gas hydrate-bearing formations in that area and hence estimate the compressive strength.The findings of this paper lay the theoretical foundation for engineering designs related to the exploration and exploitation of natural gas hydrate resources in the northern part of South China Sea.

gas hydrate；northern part of South China Sea；muddy siltstone；triaxial test；mechanical properties；strength criterion

张怀文，程远方，李梦来，等.南海北部深水浅层天然气水合物储层力学特性试验及强度准则建立［J］.中国海上油气，2017，29（6）：115-121.

ZHANG Huaiwen，CHENG Yuanfang，LI Menglai，et al.Tests on rock mechanics and establishment of strength criterion for gas hydrate reservoirs in the northern shallow sediments of South China Sea［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：115-121.

TE21；P744.4

A

1673-1506（2017）06-0115-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.015

*国家重点基础研究发展计划（973计划）“海洋深水油气安全高效钻完井基础研究（编号：2015CB251201）”、国家重点研发计划“海洋水合物钻完井及安全监测技术（编号：2016YFC0304005）”、中央高校基本科研业务费专项资金“天然气水合物开采出砂风险评价方法研究（编号：16CX06033A）”部分研究成果。

张怀文，男，中国石油大学（华东）在读博士研究生，主要从事天然气水合物钻采中的岩石力学问题研究。地址：山东省青岛市黄岛区长江西路66号中国石油大学（华东）综合实验楼C207室（邮编：266580）。E-mail：zhanghw06＠163.com。

程远方，男，教授，博士生导师，主要从事油气工程岩石力学研究。地址：山东省青岛市黄岛区长江西路66号中国石油大学（华东）综合实验楼C207室（邮编：266580）。E-mail：yfcheng＠upc.edu.cn。

2017-02-02改回日期：2017-08-31

（编辑：孙丰成）